马更些三角洲冻土区天然气水合物成藏的地质控制因素

本文系统归纳了马更些三角洲冻土区天然气水合物赋存的稳定条件、分布特征和水合物成藏特征,指出构造条件、沉积条件和水动力场在天然气水合物富集过程中起到的重要作用。马更些冻土区天然气水合物主要气体来源为热成因气,空间非均质分布特征明显,且与传统油气资源共生成藏。在冻土带底部温度和压力视为均一条件下,可为深部气源提供运移通道的区域主断层等构造条件是天然气水合物聚集成藏的控制因素。储层非均质性影响天然气水合物的空间分布,粗粒沉积是高饱和度水合物富集的有利场所;同时,冻土层在水合物成藏中起到“封盖作用”,良好的“储盖组合”有利于水合物富集成藏。此外,深部超压流体系统和浅层重力流系统两大水动力场也是影响该地区天然气运移和水合物赋存与分布的重要地质因素。     

布莱克海台天然气水合物油气系统

系统论成为水合物成藏研究的趋势,水合物的勘探活动证明,海域水合物的形成不仅受到温度、压力、水深等条件的影响,其产出状态和分布规律还受到气体组分、气体来源、沉积条件、流体运移条件等的控制。以布莱克海台作为主要研究区域,运用天然气水合物油气系统的方法,通过对这一区域水合物稳定条件、气体组分和来源、有利沉积体特征和含气流体运移等方面进行分析,总结了其水合物油气系统的特征。研究结果表明,布莱克海台区域温度和压力等条件非常适合水合物的形成,丰富的生物成因气体是水合物形成的主要气体来源,强烈的等深流沉积和区域背斜构造对水合物的形成相当有利,为水合物的赋存提供了潜在的储集类型和聚集空间等有利的沉积体系,盐底辟、断层等为含气流体的运移提供了有利的通道。利用水合物油气系统,有利于指导我国南海水合物勘探研究工作,以便最终解决南海水合物在哪里富集,以及规模成藏等关键问题。     

墨西哥湾天然气水合物油气系统

从20世纪80年代开始,墨西哥湾的水合物研究经历了水合物发现阶段、浅表层水合物研究阶段和水合物资源勘探阶段等3个阶段,特别是2005年“联合工业计划”的实施,为这一区域的水合物研究提供了大量的地质、地球物理和地球化学等资料,使其成为目前海域水合物研究的前沿区域。本次研究采用水合物油气系统的思路和工作方法,通过资料的调研、总结和对比,详细描述并刻画了水合物稳定条件、气体组分和来源、有利沉积体类型和特征、含气流体运移通道等4个要素。研究结果表明,墨西哥湾陆坡区域温度和压力等条件非常适于水合物的形成,热成因气和生物成因气都可以作为水合物的气体来源,有利的深水沉积体（如水道、天然堤、块体流沉积体等）提供了潜在的储集类型和聚集空间,盐底辟、断层、倾斜的地层及网状裂隙等为含气流体的运移提供了有利的通道。作为一种全面和系统的研究思路和工作方法,水合物油气系统既考虑了水合物形成时的物理化学条件,又注重实际的地质背景,可以作为海域水合物成藏潜力的快速评价方法。然而,要对重点区域进行水合物矿体描述、不均匀性分布控制因素等方面的分析,开展精细的沉积学解剖和流体运移的分析,是研究的重点。因此,将“水合物识别标志”、“有利沉积体展布”和“流体运移通道”三者有机地结合在一起,是今后海域水合物资源勘探、矿体精细描述和科学评价的发展方向。     

运聚体系—天然气水合物不均匀性分布的关键控制因素初探

海域天然气水合物的聚集和分布呈现出明显的不均匀性。本文运用“天然气水合物油气系统”的理论和方法,从墨西哥湾、布莱克海台、水合物脊、南海海槽等国际典型水合物赋存区的稳定条件、气体组分和来源、流体运移、沉积条件四个方面解剖各区水合物的成藏控制因素。通过分析和对比认识到水合物赋存区的范围相对较小,海底温度和压力可视为均一条件,热成因气和生物成因气均可作为水合物的气体来源,同一个区域内的气体组分相对稳定,但有利沉积体和为含气流体运移提供通道的运移条件,也即“天然气水合物运聚体系”是控制水合物分布的关键因素。南海北部陆坡神狐海域水合物储集于颗粒相对较粗、孔隙空间相对较大沉积体中,而下部的气烟囱和断层构成了神狐海域的含气流体运移通道,这种有利的运聚体系有机结合可能是天然气水合物富集的关键因素。因此,针对水合物储集体的精细沉积学解释和流体运移通道的解剖,可能是南海北部陆坡天然气水合物勘探中需要引起重视的一个方向。     

南海北部陆坡天然气水合物成藏特征研究进展分析

南海北部陆坡区域构造地质控制着气源、流体疏导体系、富集空间及储层物性特征,因此,东沙海域、神狐海域、西沙海槽和琼东南盆地的水合物成藏条件及控制因素具有明显差异性。东沙海域深部气体可沿断层、裂缝、不整合面、砂岩疏导层和气烟囱等通道向上运移,并形成天然气水合物,具有渗漏型水合物产出特征;神狐海域水合物成藏与规模巨大的泥底辟活动相关,并与布莱克海台天然气水合物产出特征具有相似性;琼东南盆地中央坳陷带内为天然气水合物发育的重点区,底辟、泥火山或麻坑构造与天然气水合物发育密切相关。     

西南巴伦支海天然气水合物分布与富集成藏

西南巴伦支海是挪威北极圈的一部分,具备天然气水合物富集成藏的有利地质条件,且存在明显的天然气水合物识别标志。本文收集和整理了巴伦支海西南地区与天然气水合物相关的资料,发现BSR、空白反射带和浅部气体聚集异常反射等地球物理标志主要在Loppa高地西部和Hammerfest盆地西部广泛分布;麻坑、气烟囱、断裂及其他气体渗漏构造地质标志主要在Asterias复合断裂带附近和Hammerfest盆地西部密集分布。因此,西南巴伦支海天然气水合物的有利勘探目标区主要是Loppa高地西部和Hammerfest盆地西部。结合区域地质背景分析上述各种识别标志的平面分布特征,推断该区天然气水合物的富集成藏与有效的含气流体运移通道密切相关。     

不同成因类型页岩气藏特征分析

页岩气具有储层致密低渗,自生自储式成藏的特点,美国页岩气的成功开发是油气领域的新突破。2011年,美国页岩气产量超过1700×108m3,天然气基本实现自给,在一定程度上改变了世界天然气的供应格局。按照天然气的成因类型,页岩气可划分为热成因和生物成因两类。重点分析Barnett热成因页岩气藏和Antrim生物成因页岩气藏的地质特征和开发特征。我国已完钻页岩气井51口,其中直井37口,水平井14口;直井压裂试气15口,水平井压裂试气4口,14口见气;南方海相页岩气、四川盆地和鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探取得突破。通过我国南方海相热成因页岩气地质特征的对比分析,认为我国页岩气藏具有特殊性,储层条件更为复杂,美国页岩气开发技术不能完全适应我国页岩气的开发需求。另外,我国松辽和鄂尔多斯等盆地广泛发育富有机质页岩,但成熟度普遍偏低,热成因页岩气前景有限,但生物成因页岩气具有良好的成藏条件,是页岩气勘探的重点方向。     

南海北部神狐海域天然气水合物气源混合类型及定量表征

我国南海具有丰富的天然气水合物资源,水合物远景资源量约650亿t油当量."天然气水合物含油气系统"研究是一项十分重要的基础性工作,其中气源是天然气水合物含油气系统最基础的要素之一.已有的研究表明南海北部天然气水合物的气源主要为生物气、混源气(生物气和热成因气),但是混合类型、混合比例尚不明确.本文在气源岩分析基础上,以...     

天然气水合物开采方法的应用——以Ignik Sikumi天然气水合物现场试验工程为例

天然气水合物已成为世界各国关注的焦点,对天然气水合物开采方法的研究、实践和应用是目前的重点之一.天然气水合物的开采方法主要包括注热法、降压法、注化学试剂法、气体置换法等4种以及这些方法的联用,其中注热法因能耗较大和生产层必须具有良好的孔隙度而使其成本显著提高;降压法无需消耗大量能源,因而被认为是最可行且最具经济价值的天然气水合物生产方法,这一方法可能最适合含水合物盖层以下圈闭有大量气体的矿床;注化学试剂法不是分解天然气水合物的主要方法,不适合长期或大规模使用,且成本较高;气体置换法是通过客气分子的注入来置换天然气水合物中的甲烷,使甲烷释放到孔隙流体中,在被气相包裹的水合物中,气体置换有效率可超过60％,该方法的主要制约因素是水合物储层的低渗透性.2012年5月,在美国阿拉斯加北坡完成了首个用于调查研究天然气水合物藏中CO2-CH4置换潜力的现场试验工程——Ignik Sikumi天然气水合物现场试验,成功注入约6000m3二氧化碳和氮气混合气体,累计生产气体近3× 104m3,未对储层造成压裂破坏.该试验工程为水合物领域的科学研究提供了大量的数据和新的认识,美国能源部也因此宣布了新的研究举措.     

含水合物沉积物的渗透率实验研究

天然气水合物储层的渗透率是影响水合物开采时气、水运移的关键,也是水合物开采潜力评价、资源评价、开采工艺选择等需要了解的关键参数.目前,国内外学者对天然气水合物储层的渗透率进行了一定的研究并有了初步认识.但是,对于围压、轴向压力、水合物饱和度、赋存模式等对水合物沉积物渗透率的影响机制和机理还不清楚.本文在自主设计的水合物...     

克拉玛依百口泉油田地层水化学特征与油气成藏关系

石油（天然气）与地层水是一对孪生姐妹，油气的生成、运移、聚集、保存和散失都是在地层水的环境里或是在地层水的参与下进行的。地层水运动是油气运移聚散的动力和载体，其化学成分直接或间接地反映出油气赋存的环境与条件。地层水与油气在地质历史进程中的活动是相瓦依存、制约的因果关系。从水文地质观点和角度研究油气水的演化．剖析水一油相互作用的关系，掌握地层水对油气藏形成和分布的作用，同时利用地层水的某些离子特征和特征系数来反映油气的保存条件、地层的封闭程度、油气的运移规律。研究油田水文地球化学的目的在于寻找不同水文地质条件下油气运聚的水化学特征及其变化规律，而后利用水化学的变化特征来寻找有利的油气聚集带。因此研究不同地区不同层系的油田水文地质。也是寻找油气藏的一种方法，可为油气勘探提供依据，直接为生产服务。同时也是进行含油气远景评价的必备基础。     

Experimental study on dynamic acoustic characteristics of natural gas hydrate sediments at different depths

Acoustic properties are important geophysical parameters, compared to resistivity, pore water and other parameters that need to be obtained through drilling, the acoustic wave velocity of hydrate deposits is much easier to obtain. Therefore, the study of acoustic characteristics of hydrate reservoir is the basis for geophysical exploration and resource evaluation for hydrates. In this study, an experimental apparatus was developed to measure dynamic P- and S-wave velocity of gas hydrate bearing sediment. The effect of sensitivity factors including hydrate saturation, confining pressure, and reservoir solid phase particle size on the acoustic characteristics of hydrate reservoir were explored. The experimental results showed that the longitudinal and transverse wave velocities of natural gas hydrate rock samples correlated positively with hydrate saturation and confining pressure and the particle size of the solid phase exhibited little effect on the vertical and horizontal wave velocity of the gas hydrate reservoir. The results of this study indicated that the compression factor of different rock samples is the main factor affecting the vertical and horizontal wave velocity of the reservoir through mechanical experiments. At the same time, acoustic experiments and computed tomography results revealed the existence of different contact modes between natural gas hydrate and sediment particles under different saturations. Furthermore, the possibility of detecting the microscopic distribution of hydrates in sediments by acoustic waves was verified. The data can be used in well logging to determine hydrate saturation and other properties of hydrate bearing formations.     

天然气水合物开采的关键地质参数敏感性研究

采用TOUGH+HYDRATE数值模拟工具,探讨降压开采方案下天然气水合物藏（无下伏游离气水层）开采的地质参数。以单次单因子敏感性分析方法为基础,在统一变化幅度范围内研究某一储层参数（温度、压力、孔隙度、渗透率、水合物饱和度、地层厚度）的变化在60天短期与5年长期开采中对水合物开采结果的定性影响关系,并以变量敏感度为依据,定量计算储层地质参数对水合物开采评价指标的敏感度值。结果发现,在整个开采周期内,储层温度与分解气体量及产气量之间有较强的相关性;当水合物储层压力增大时,水合物分解气体体积随之减小,而在60天开采中,储层压力增大使得产气量增大,在5年开采中,储层压力的变化对产气量基本无影响,另外,储层压力与产水量之间呈线性增加的关系;水合物总分解气体量、总产气量与孔隙度之间呈负相关关系,但对产气量的变化影响相对较小;渗透率对水合物开采有明显的影响;水合物前期分解气体体积与产水量随水合物饱和度的增大而减小;在60天开采中,水合物厚度越大反而不利于水合物分解,但5年开采中,地层厚度增大,水合物分解量增大。另外,通过对地质参数敏感度计算发现,无论是以哪一开采指标作为水合物开采潜力的评价标准,水合物地层温度、地层压力以及绝对渗透率是三个至关重要的地质参数。     

海洋天然气水合物开发产能及出砂研究

海洋天然气水合物多分布在深水非成岩储层,其开采过程中易出现泥砂运移（出砂）的情况且难以避免,然而出砂条件下的水合物产能估算偏差较大。本文通过室内海洋水合物降压开采出砂实验数据和海洋水合物试采公开资料,首次推导了出砂条件下现场尺度海洋水合物储层产能情况：在相当于1 200 m水深覆压、30.5 m厚的水合物细砂储层和7寸垂直井不防砂的情况下,得到最大产气速率4.63 ~ 14.1 m³/s,折合40.01×10⁴ ~ 121.84×10⁴ m³/d,综合出砂率0.16% ~ 10.74%;泥质储层在不防砂垂直井和水平井单个半径12 mm射孔下,其最大产气速率达到79.95×10⁴ m³/d和170 m³/d,但其综合出砂率是灾难性的。由于时空限制,产气速率、综合产能和出砂率还有很大提升空间,在平衡综合出砂率（控砂精度）和产气效率（产能）的情况下,有望达到产业化规模。本研究为合理估算出砂条件下的海洋天然气水合物产能提供支撑。     

天然气水合物开发的水平井控水控砂完井研究进展

2020年第二次南海水合物试采证明水平井是实现产业化的重要途径,计划在2030年南海天然气水合物商业开发中补齐粤港澳大湾区天然气供给的短板。但我国海洋水合物甜点多赋存在高含水、边底水丰富的非成岩泥质粉砂储层,水平井开发过程中储层水（排液）易携泥砂（出砂）脊进突入井筒导致产量降低,水平井控水控砂完井是产业化的瓶颈问题之一。针对第二次水平井开发水合物出现的新问题,分析了海洋天然气水合物储层开发过程中的水平井非均衡排液出砂情况,总结了国内外水平井控水控砂实验、模拟和现场的进展,提出了水平井开采水合物控水控砂的难点及我国面临的挑战。分析结果表明,天然气水合物储层开发的水平井控水控砂与常规油气开发存在共性问题,也有其自身分解特点及其赋存的非成岩储层有关的特性问题。针对我国海域天然气水合物储层间各向异性明显、潜在的“四气合采”和“碳封存”,对水合物水平井控水控砂抽取和注入提出了具体的研究思路及建议,以期推动海洋天然气水合物产业化开发进程。